长庆油田超前注水区块固井技术难点分析及配套工艺技术研究

为了提高油藏采收率,长庆油田采用超前注水开发超低渗油藏,通过多年的注水开采,形成地下高压
层与低压层共存的多压力体系,层间压差大,地下流体活跃,固井施工存在水泥顶替到位及候凝期间出现稀释及窜
槽,多套压力层系一次上返固井防漏压稳难度大以及固完井后井口出水等技术难题,通过超前注水对固井质量影
响研究、不渗透水泥浆体系配方研究及水泥浆浆柱结构设计,形成了解决长庆油田超前注水区块固井技术难题的
配套固井技术,同时对其它油田超前注水区块固井施工有很好的借鉴意义。     

苏南ф88.9mm小套管井固井技术应用分析

苏南区块位于苏里格气田南部,该区块主要为大位移定向井的井组。该区块井为二开井身结构,套管采用ф88.9 mm油管完井,固井采用一次上返工艺。针对小套管固井施工难点,对该区块井固井施工进行分析;根据施工前地质资料、气层数据设计流体结构,进行压稳和防漏分析,做好水泥浆性能评价,对水泥浆顶替效率进行研究,计算水泥浆流变参数,施工时注意施工排量及压力、严格控制施工过程、保证施工连续,确保了固井质量。     

机械发泡式低密度泡沫水泥浆的实验研究

延长油田地层具有多孔性和多洞性、节理发育、结构松散和渗透性强等特点,如果采用常规油井水泥
进行施工,往往会造成水泥浆严重漏失、返深不够等固井质量问题,难以满足后续的油气射孔、酸压、增产及采油气
等施工作业要求。为满足页岩气钻井可能遇到的低压地层固井需要,研制了一种加有中空玻璃微球的机械发泡式
低密度泡沫水泥浆体系,对其密度、抗压强度、滤失量、流变性和稠化性能等参数进行了实验评价,并对泡沫水泥浆
稠化性能测试方法进行了探讨。结果表明,这套低密度泡沫水泥浆体系在较低密度下（１．３３～１．３７ｇ／ｃｍ^３）,仍然可以满足低压地层固井作业需要的抗压强度,其稠化曲线接近直角稠化,使其具有较好的防窜性能。经分析,这套
体系可以较好地解决延页平１井低压地层因承压能力不足引起的固井问题。     

土库曼加尔金内什压力敏感性气藏固井技术与应用

２２６井位于土库曼斯坦加尔金内什气田,该气田储层具有发育好且储层段长、溶蚀孔洞发育、气量大、
井底温度高、硫化氢含量高等特点。该井在气层钻进中多次发生井漏（累计漏失钻井液２８３５．０３ｍ^３）,并导致溢流
等复杂情况,经过多次多类型的堵漏作业才建立井筒内液柱与地层的微弱平衡。针对固井期间可能发生井漏、溢
流等复杂情况,采取了有针对性的下尾管防阻卡措施;控制全程施工参数;采用正注反挤工艺技术等措施,确保了
尾管顺利下至设计井深,保障了在井漏失返条件下的安全固井,并使尾管段正反注水泥浆顺利对接。测井解释结
论表明该次固井裸眼气层得到有效封固,固井质量可满足下步开采要求。该井Φ１７７．８ｍｍ尾管固井的安全作业解
决了该区块又喷又漏复杂井的固井作业,并对今后类似复杂井固井施工提供有力支持。     

塔北 YK5井超深井尾管固井水泥浆技术

YK5井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起东翼,是一口井深为 7044.5 m 的超深探井。三开尾管
固井封固 4500~7044.5 m,井底高温高压、封固段长、多套压力层系、封固段复合井眼及水泥浆受钻井液污染严重
等复杂情况,对三开小间隙尾管固井施工提出挑战。通过试验优选形成 BCE型抗高温高耐压大温差水泥浆体系和
BCS型高抗污染隔离液;应用壁面剪应力理论优化入井流体流变参数提高顶替效率,解决了技术难题,固井质量良
好。形成了一套针对该地区复杂条件下的超深井小间隙尾管固井技术,有助于提高塔北地区超深井的固井质量。     

哈萨克斯坦热德拜油田水平井双分级箍固井技术研究

哈萨克斯坦热德拜油气田位于哈国曼格什拉克半岛西部,该油田于１９６１年被发现,１９６７年投入工业
开发,历经４０多年的开发,综合含水率达到６３％,已进入中高含水开发阶段,一些问题随之显现：自然递减加快、措
施效果变差、保持稳产或延缓递减面临诸多困难。为了挖掘剩余潜力,保持井区稳产高产,加快热德拜油田的自然
产能建设,井区内采用水平井开采,同时为减少成本及井身结构既定为二开的条件下,水泥浆需返至地面、纵向上
气藏储层的封固以及易漏层的存在等要求,完井管串固井使用双分级箍固井方式,自２０１２年开始由西部钻探钻井
工程技术研究院在哈国热德拜油气田首次进行了水平井双分级箍固井工艺技术试验,分析了该固井技术的主要技
术难题与对策,认为固井合格率及优质率仍有可提高的空间。通过两年间不断改进相应的工艺技术,截止２０１４
年,所形成的技术已经在该油气田进行了３０余口井的施工应用,取得了良好的效果。     

固井水泥浆膨胀性能实验研究与应用

为了解决水泥浆体的收缩而导致固井后环空发生油气窜的问题,在分析水泥浆膨胀作用机理的基础
上,结合固井工艺技术,开展了膨胀水泥浆体系的实验研究。实验总结了三种膨胀剂Ｇ４０１、Ｍ５３Ｓ、Ｍ５９Ｓ的膨胀性
能,分别分析了其对水泥浆性能的影响,在此基础上,配制出了具有良好的胶结强度和抗气窜性的膨胀水泥浆体
系,现场应用效果良好,值得进一步推广。     

辽河边台潜山双分支鱼骨水平井钻完井技术

分支水平井技术的进步使得开发低品质块状潜山高凝油藏的经济效益日渐凸显。在论述辽河油田
边台潜山北构造地质特征的基础上,重点介绍该区块基于系统设计理念的短水平段双分支鱼骨水平井井身结构优
化设计技术,分析该区钻完井施工的工艺技术难点,总结了钻井施工关键技术和利用套管外封隔器施工的ＴＡＭＬ４
级完井技术。辽河油田经过多年的复杂结构井开发实践形成的较为成熟的潜山油藏开发技术,具有一定推广应用
价值,可供国内开发类似潜山油藏借鉴。     

双级防气窜固井技术在也门Judayaah-1井中的应用

Judayaah-1井是也门71区块的一口探井,该井三开?244.5 mm套管固井存在着相对高压气层、封固段长、气窜风险大等固井难点。为确保该井固井质量,对固井难点进行了分析,针对该井的实际情况,优选了Schlumberger公司的ISO BLOCK防气窜水泥浆体系、MUDPUSH加重隔离液以及Halliburton公司的H-ES双级固井工具。利用水泥浆“失重”压力计算式,推导出气层以上尾浆最大封固段长度计算式并进行了环空液柱结构设计。一级固井采用了循环摩阻憋压、二级固井采用了井口憋压等综合固井技术措施,确保了施工安全和固井质量。该井固井施工的成功,为该区块的后续固井作业提供了参考,同时也验证了所推导气层以上尾浆最大封固段长度计算公式的可行性。     

低密度高强度水泥浆体系在苏丹1/2/4区块的应用

苏丹1/2/4区块中的4区面积较1区和2区大，是地层较复杂的区块，此区块的Zarap、Betinue和Baraka等层位地层压力系数低，固井施工中易发生水泥浆漏失，造成低返；地层成岩性差，易发生井塌，糖葫芦现象严重，固井施工中顶替效率低。并且这一区块的井普遍较深，封固段较长。苏丹1/2/4区块位于北纬5°～10°之间，天气炎热，年平均气温高，地温梯度高，给固井施工带来很大的困难。文章从地层资料、井身结构、固井工艺等环节进行分析、研究，经过大量的室内试验和现场应用，确定出性能优良的低密度高强度水泥浆体系，解决了该地区固井技术难题。     

纳米基低密高强水泥浆在赵东油田的应用

赵东油田长期注水开发,地层压力层系紊乱,钻进过程中出现井涌、井漏等情况,需要采用1.50 g/cm³低密高强水泥浆固井。为了解决低密高强水泥浆在温度为50℃实验条件下24 h抗压强度问题,通过优选纳米材料和颗粒级配理论,研发出一种新型纳米基减轻增强剂BH-LW603S以及一套1.50 g/cm³低密高强水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆体系具有稠化时间可调、流动性好、无游离液、失水量低、温度为50℃实验条件下24 h水泥浆抗压强度不小于15 MPa、沉降稳定性不大于0.03 g/cm³等特点,该体系在赵东平台完成固井施工14井次,其中优质11井次。该体系在赵东油田的成功应用,对类似区块或类似井具有一定的参考价值。     

胶乳水泥浆体系在酒东区块尾管固井中的应用

玉门油田酒东区块的井尾管固井质量一直不理想,已成为制约该油田发展的瓶颈。胶乳水泥浆因其具有良好的稳定性、流变性和防窜性等特点,在国内外得到了广泛应用。2010年通过分析酒东区块的地质资料和固井技术难点,决定在该区块应用该体系,优选了适合该区块的胶乳水泥浆配方,研究了其性能及配套的固井工艺措施。全年采用胶乳水泥浆进行尾管固井13次,得到的应用效果为固井合格率为100%,优质井为7口,声幅测井结果表明,优质段长所占比例为56.5%,固井质量较以往得到了大幅度提高。     

TS2井超低密度水泥浆固井技术

TS2井是中国石化西北油田分公司在新疆塔河油田库车县境内部署的一口风险探井,处于低压易漏区块。在没有该区块类似井况固井先例的情况下,研究了该井的固井技术难点、固井技术措施,优选水泥浆体系,并基于颗粒级配理论提高PVF,使用国外先进减轻材料,调制出密度为1.25g/cm3的超低密度水泥浆进行固井作业,施工顺利,质量优良率82.32%。图2表4参2     

泡沫水泥浆在营13区块的应用

胜利油田营13区块的油井大部分为稠油热采井，稠油井地层胶结差，在固井施工和候凝期间往往由于漏失造成水泥浆低返或窜槽。另外由于水泥浆的密度远高于钻井液密度，经常在固井施工和水泥浆候凝过程中发生水泥浆漏失，造成水泥低返。而且该区块井层位低、井温低，原油均为稠油，在开采过程中原油温度对开采率的影响非常大。针对上述特点，利用密度低、界面胶结强度高、保温隔热性能好的泡沫水泥浆进行固井，效果较好。     

固井滑套分段压裂技术在大牛地气田的试验应用

大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,前期采用水平井裸眼封隔器分段压裂取得较好效
果,但该工艺压裂裂缝起裂位置不明确,压后无法实现井筒全通径,为进一步提高压裂改造的针对性,试验了固井
滑套分段压裂工艺。该工艺将专用固井压裂滑套与套管连接并按照气藏分析确定的压裂位置一趟管柱下入井内
固井完井,并通过分级投球、液压或者机械等方式打开固井压裂滑套,进行分段压裂作业。该工艺具有固井完井分
段压裂一体化管柱、压裂级数不受限制、压裂裂缝起裂位置明确、改造地层针对性强、作业速度快、压后井筒全通径
等优点。Ａ井应用表明,固井滑套分段压裂工艺１ｄ可完成１０段压裂,压后井筒全通径,为大牛地致密低渗砂岩气
田有效开发探索了一条新途径。     

哈10-1X超深井固井技术实践

哈10-1X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡构造,一级及二级固井前均出现井下复杂情况.为解决该区块地层承压能力低,易漏失,水泥封固段长,常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用了双凝双密度水泥浆固井,并采用了高密度钻井液顶替技术,以降低施工压力.一级固井采用1.45和1.88g/cm3双密度水泥浆,封固段为3800～6758 m;二级固井采用1.45g/cm3的低密度水泥浆,封固段为0～3001.64m.声幅测井结果显示,技术套管固井质量合格.现场应用结果表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量.     

西部钻探南缘尾管固井施工最高密度创纪录

<正>2015年4月11日,西部钻探固井压裂工程公司安全顺利完成南缘区块重点评价探井霍101井油层尾管固井施工,水泥浆密度达2.62 g/cm3,创该区块尾管固井施工最高密度纪录。霍101井的固井难点在于使用PRT有机盐钻井液且密度高,对前置液和水泥浆综合性能要求高;水泥浆密度高达2.55g/cm3,固相含量高,对浮箍和浮鞋耐冲刷能力要求高;最高气测值达到81万,油气活跃对固完井环空压稳要求高;高密     

低密度高强度水泥浆体系研究及在苏丹1/2/4区的应用

苏丹1／2／4区块中的4区是面积较1／2区块大地层更复杂的区块，此区块的Zarap、Betinue和Baraka等层位地层压力系数低，固井施工中易发生水泥浆漏失，造成低返，且地层易井塌、井深、封固段长，天气炎热，地温梯度高等使固井施工面临很大考验。从地层分析、井身结构、固井工艺等环节进行研究，经过大量的室内试验和现场应用，确定出性能优良的低密度高强度水泥浆体系，解决了该地区固井技术难题。     

塔河油田托普台区块二叠系堵漏技术探讨

塔河油田托普台区块含二叠系井的漏失是该地区钻井、固井的一项技术难题。通过对二叠系微观矿物组成、地层岩石结构及力学特征、漏失通道特性的分析和研究,深入的开展托普台区块二叠系水泥浆堵漏工艺和堵漏水泥浆体系的研究,并应用于现场施工,较大幅度地提高了一次性堵漏成功率,降低了作业成本,保证了固井施工水泥浆返高。     

固井瞬时开泵引发的井筒波动压力研究

随着页岩气、煤层气、致密砂岩气等非常规气藏开发规模的日益扩大,长水平段水平井越来越多,固
井施工过程中发生井漏将直接影响固井质量。固井实践表明,瞬时开泵引起的井筒压力波动容易诱发井下漏失,
考虑固井流体的压缩性和套管弹性,建立了瞬时开泵条件下的井筒波动压力计算模型,并确定了初始条件和边界
条件,运用特征线法对连续方程和运动方程进行数值求解。结合一口井的实际数据进行了编程计算,结果表明,瞬
时开泵对固井井筒压力的影响不容忽视,尤其是在瞬时开泵或流量突然增大的条件下产生的波动压力较大,开泵
时间越长,流量增加幅度越平缓,引发的井筒波动压力越小,该结论对于优化开泵施工操作具有一定的指导意义。